Cordillera Oriental

Cordillera Oriental


GENERALIDADES

La Cuenca Cordillera Oriental-cinturón plegado tiene una extensión de 71 766 km2. Se encuentra localizada entre el valle del río Magdalena y la Cuenca de los Llanos Orientales. La exploración en la cuenca comenzó en los alrededores de Tunja donde existen múltiples rezumaderos de petróleo. En este sector fueron hallados hidrocarburos líquidos en estructuras anticlinales. Sin embargo, el mayor interés exploratorio de la cuenca en las últimas tres décadas ha sido principalmente orientado a las trampas estructurales del piedemonte.

Durante el Triásico-Jurásico y el Cretácico tardío, esfuerzos tensionales/transtensionales, produjeron un sistema de cuencas semigrabens que fueron llenados con depósitos marinos y continentales. Durante el Cenozoico la deformación se dio principalmente en tres eventos: 1) un evento Eoceno tardío-Oligoceno temprano que produjo pliegues de contracción asociados a fallas. El cinturón plegado fue erodado y cubierto por depósitos del Oligoceno superior. 2) Un evento compresional del Mioceno-Plioceno (Inversión tectónica) que reactivó las fallas de cabalgamiento pre-existentes. 3) Una fase compresional reciente que ha replegado todas las estructuras previas.


GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO

Evidencia de Hidrocarburos
Cinco décadas de historia de exploración en la cuenca han llevado al descubrimiento de cerca de 1700 MBP, 2,0 TCFG y un total de 10 campos, incluyendo Cusiana y Cupiagua, y el campo Gibraltar de gas condensado.

Roca Generadora
Dos secciones condensadas del Albiano medio y Turoniano, depositadas durante eventos anóxicos mundiales son consideradas la principal roca fuente, entre ellas se encuentran las formaciones Simití y La Luna; otras rocas generadoras menos importantes están presentes en el Cretácico inferior y superior (Figura 2).

Las rocas con potencial generador corresponden a los shales marinos de las Formaciones Guadalupe (parte media), Chipaque, Une y Tibasosa. Las principales rocas fuente de hidrocarburos contienen valores de TOC entre 1,0 y 3,0% y kerógeno tipo I y II.

Generación y Migración
El primer pulso de generación ocurrió durante el Cretácico superior, pero gran parte del petróleo generado parece haberse perdido por la carencia de trampas durante ese tiempo.

Un segundo pulso ocurrió del Mioceno al reciente. El aceite migró y fue atrapado en reservorios clásticos paleógenos continentales y transicionales; y en reservorios clásticos y de carbonatos del Cretácico.

Roca Reservorio
La más importante roca reservorio corresponde a areniscas de ambientes deltaicos a costeros de las formaciones Une y Guadalupe depositadas durante el Albiano, Cenomaniano y Campaniano; y las unidades siliciclásticas paleógenas. Estas rocas presentan un amplio rango de propiedades petrofísicas: porosidades promedio entre 5 y 10% y permeabilidades en el orden de 4-100 md.

En la secuencia paleógena los reservorios corresponden a sucesiones fluviales de areniscas intercaladas con lodolitas que pertenecen a las formaciones Picacho y Socha Inferior.

Roca Sello
El sello regional para el reservorio cretácico corresponde a shales originados en ambientes marinos y costeros de las formaciones Guaduas, Guadalupe (parte media), Chipaque, y Une. Estos shales se encuentran intercalados con las areniscas de los niveles reservorio.

Los sellos para las areniscas reservorios del paleógeno consisten de shales interestratificados y las arcillolitas de las formaciones Concentración y Socha Superior.

Trampas
Las principales trampas estructurales son fallas inversas que involucran el basamento, como resultado de la inversión de fallas normales pre-existentes (Figura 3).


PROSPECTIVIDAD

Existen múltiples manifestaciones de hidrocarburos líquidos en superficie, tanto en unidades paleógenas como cretácicas, lo que indica la presencia de un sistema petrolífero activo en el área.

El sistema petrolífero está conformado por la Formación Chipaque como roca generadora y la Formación Guadalupe Inferior como reservorio. Existe además la posibilidad de sistemas petrolíferos en rocas del Cretácico Inferior en las formaciones Tibasosa y Une.

Los principales objetivos exploratorios en la Cordillera Oriental están relacionados a pliegues de propagación de fallas, pliegues relacionados a fallas y zonas triangulares. Un play potencial en la zona axial está relacionado a la acumulación contra domos salinos. La deformación neógena de sedimentos en la cuenca estuvo probablemente relacionada a movimientos de deslizamiento de rumbo.

El potencial exploratorio de la Cuenca Cordillera Oriental se estima entre 2600 MBP (alto) y 532 MBP (bajo).


SÍSMICA REPRESENTATIVA

Se han interpretado más de 1009 km de sísmica 2D y 510 km de sísmica reprocesada. Algunas de estas líneas pertenecen a los programas ANH-SP-2005, PAZ DEL RIO 88, PAZ DEL RIO 89, LAGUNA 94, LAGUNA 95 y TUNJA 1993 (Figura 4 y Figura5).


GEOQUÍMICA

Datos geoquímicos obtenidos en los pozos Bolivar-1 y Corrales-1 y en muestras de afloramiento indican la presencia de materia orgánica de origen marino de kerógeno tipo II, para los shales cretácicos de las formaciones Chipaque, Une medio y Tibasosa; y presencia de materia orgánica húmica-terrestre de kerógeno tipo III para toda la secuencia paleógena (Formaciones Concentración, Socha Superior y Guaduas). En el pozo Bolívar-1 se hallaron cantidades comerciales de hidrocarburos de baja gravedad API (18°) en rocas correspondientes a la Formación Guadalupe Inferior.

Los datos obtenidos en pozos y afloramientos muestran que la madurez se incrementa con la edad de las unidades. Los modelos geoquímicos obtenidos indican que las rocas entran en la ventana de generación de hidrocarburos a una profundidad cercana a los 6500 pies. Con los datos disponibles no hay evidencia de sobremaduración de la materia orgánica; sin embargo, la existencia de crudo con baja gravedad API (<20°) como el encontrado hasta el momento en el pozo Bolívar-1, sugiere que el hidrocarburo pudo haber sido generado en una etapa temprana de madurez de la roca fuente, o también biodegradado en el reservorio con una mayor condición de madurez.